锅炉受热面腐蚀及预防

电力18讯：    锅炉受热面腐蚀减薄损坏，因涉及范围较大，一旦暴露，常导致重复爆漏停炉，而且修复工作量大，因此预防及保护设备不受腐蚀是提高机组可用率必须解决的基本任务之一。

汽、水侧腐蚀按其机理分，包括苛性腐蚀、氢损害、氧腐蚀、垢下腐蚀及应力腐蚀。

烟气侧腐蚀包括水冷壁向火侧腐蚀、高温煤灰（油灰）腐蚀和低温腐蚀。

国内电厂曾因垢下腐蚀，水冷壁氢损坏及向火侧腐蚀，导致大面积换管。曾有一台锅炉由于斜顶棚内的下降管外壁腐蚀爆破造成一死六伤的重大人身事故。国外一些超临界机组曾发生因过热器管内壁氧化皮脱落，被蒸汽带入汽机而引起喷嘴、叶片的固体硬粒侵蚀。

一、水冷壁管的垢下腐蚀的预防

水冷壁管垢下腐蚀是以紧贴管壁的垢下管壁为阳极，外围表面为阴极所构成的局部电池作用引起的电化学损害，严重时可导致鼓包或腐蚀穿孔。

一台670t/h炉在半年内先后停炉6次处理水冷壁管鼓包、穿孔。在喷燃器中心线部位换管139根、挖补167处。主要原因是凝汽器铜管泄漏，给水硬度长期严重超标（标准是2Epb，最大竞达392Epb，超标时间占运行时间25％左右），其次是停炉保养效果不好；基建酸洗质量不好；与给水含铁量超标；分析认为采用Na3PO4炉内处理时大量向炉内加入Na3PO4调节炉水的pH值也不够妥当等。

当前防止垢下腐蚀最主要的防范措施是解决凝汽器泄漏后给水硬度超标问题；要加强给水含铁量的检测与控制；对已结垢的水冷壁进行化学清洗。总之，要加强化学监督工作。

对于超临界直流炉由于给水水质纯度较高组必须采用挥发性处理。所以美国通常采用氨－联氨方式，而德国和前苏联推荐采用氨－氧处理和中性水加氧的方式。前苏联试验肯定了中性水加氧的方式，认为可以大大降低炉管垢量。我们推荐采用加氧处理方式。当然，采用何种方式还与汽水系统中管道、阀门所用的材料有关，需综合考虑。

二、水冷壁管氢损坏的预防

水冷壁管氢损坏原因是受热面内壁结垢，加以炉水处于低pH值状态。当时入凝结水系统的酸性盐类在水冷壁管垢下浓缩，氢原子进入管壁金属组织中与碳化铁作用生成甲烷，使钢材晶间强度下降。发生氢损害时，管壁几乎没有明显减薄，有时发生“开窗式”破裂。所以一般的超声探伤技术难以发现发生氢损害使金属变脆的位置，使故障处理复杂化。

例如，一台1100t/h强制循环汽包炉投产不到一年，运行只有2110h，水冷壁19.5m处向火侧应发生“开窗式”脆性爆破。事故主要原因是凝汽器铜管泄漏，除氧器长期运行不正常，凝结水处理设备不能投用，以致给水、炉水的O2、Fe、pH和电导率等指标严重超标。经查共需换管2900m，重17t。迫使该机组停产3个月，并重新酸洗。

鉴于一些火电厂热力设备腐蚀、结垢严重，甚至导致有些锅炉频繁爆管的情况，中电联1992年举办了研讨班，整理出一本《火电厂化学监督及水处理技术资料选编》，提出了加强化学监督，特别是从基建到生产全过程执行部颁规程的意见十分重要。

已投产电厂一旦发生管壁很少减薄的脆性破坏，宜割管检查，通过多相或宏观侵蚀试验，判断是否是氢损坏。若经确认是氢脆损坏，则其对策是化学清洗并更换已发生材料强度下降或管壁减薄的管子。

由于氢损坏是属于垢下发生的二次腐蚀，所以防范措施应补充：①严格控制锅水质量，不使管内壁腐蚀结垢；②发现腐蚀时要采取措施清洗管壁防止结垢；③防止凝汽器管泄漏，特别要控制锅炉水中酸性盐类，如Mgcl2等盐类存在；④监测饱和蒸汽中含氢量。

三、水冷壁向火侧腐蚀及其预防

水冷壁向火侧腐蚀是指水冷壁外壁在还原性气氛中，挥发性硫、氯化物及熔融灰渣作用下，使管壁减薄引起的故障（见图4-3-12）。

水冷壁向火侧腐蚀不可能发生在燃烧区域的氧化气氛中。一氧化碳，包括未燃烧的煤粒冲刷管壁，在硫酸盐和氨氯化物（英国煤有一些煤氯含量超过0.6％）的作用下加速腐蚀，导致管壁减薄，当其腐蚀速度超过25μm/103h时，表示已有明显腐蚀。此外低熔点的钠、磷的 焦硫酸盐甩落在水冷壁管外表，能熔掉管外表的氢化铁保护层，也使金属受到腐蚀。超临界压力锅炉因其布置特点及壁温相对较高，容易发生圆周方向的沟槽或裂纹。

由于水冷壁向火侧腐蚀涉及燃烧器区域附近一批管子的安全问题，严重时1～2万小时就要更换一批水冷壁管，所以应予以重视。

预防水冷壁向火侧腐蚀的措施是：①控制喷燃器喷射角度与烟气氧量，避免未燃煤粉与还原性气体冲刷水冷壁；②采用渗铝管或火焰喷涂的方法提高水冷壁管的抗腐蚀能力；③在降低烟气含氧量采用低氧燃烧或为降低NOX而采用二次燃烧法时，要注意可能出现的向火侧腐蚀。

四、低温腐蚀

低温腐蚀是烟气中的硫酸、亚硫酸在低于露点的受热面上凝结，使受热面腐蚀的一种现象。

煤、油含硫量高、壁面温度低是产生低温腐蚀的主要原因，大容量电站锅炉低温腐蚀主要发生在空气预热器。一<